CN108736509A - 一种主动配电网多源协调优化控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种主动配电网多源协调优化控制方法及系统，包括：在长时间尺度下对接入整个主动配电网的所有可控分布式电源单元实现全局优化控制和在长时间尺度下的全局优化控制的基础上实现短时间尺度下的区域自治控制。本发明提供的技术方案修正了实际负荷以及间歇式能源发电与预测曲线的偏差，同时由于在自治控制的过程中充分利用了各个自治区域的分布式电源参与协同调节，大幅度缓解了因负荷以及间歇式能源发电功率波动对于馈线出口功率的影响。

Description

一种主动配电网多源协调优化控制方法及系统

技术领域

本发明涉及一种主动配电网协调控制方法，具体讲涉及一种主动配电网多源协调优化控制方法及系统。

背景技术

在配电网中应用分布式可再生能源发电，不仅能提高资源利用效率，降低发电带来的环境污染，还能降低主网远距离输电产生的损耗，提高配电网的灵活性。因此，为了实现大量间歇式新能源的充分消纳和多种可控设备的优化控制，提出了主动配电网技术。主动配电网是运用更灵活的网络拓扑结构来进行潮流管理，从而对局部的分布式能源进行主动控制和主动管理的配电系统。如何通过有效优化调度策略实现接入的大量间歇式新能源的充分消纳和可调资源的优化调度，以保证电网安全、经济和高效运行，是目前主动配电网研究的核心问题。

由于主动配电网具有大量分布式可调资源、数据交互多、控制方式灵活等特点，因此其分布式优化调度技术成为研究热点。主动配电网调度管理系统有效平抑大规模分布式电源接入带来的波动，以使网络的运行状况更加优化。基于最优潮流算法的主动配电网优化调度模型，以找到各种控制选项的最优组合，实现配电网运行过程的总成本最小。但如果配电网接入的分布式电源节点过多，则会导致网络通信压力增大，求解过程复杂，无法做到实时响应，只能用于长时间尺度下的协调控制。但由于主动配电网中可调设备数量过多，对全网进行最优潮流计算难以保证计算速度，且长时间尺度的优化计算未充分体现主动配电网主动、灵活的运行特性。因此适用于主动配电网的多时间尺度、多源协调优化调度框架被提出，以基于最优潮流计算的长时间尺度下全局优化策略和短时间尺度下的区域自治控制相配合，实现主动配电网的优化运行。该协调优化调度方法印证了分布式控制是未来主动配电网运行控制模式的趋势，但对分布式电源出力预测的准确度依赖很大，且并未考虑主动配电网中储能系统实时变化的能量约束及柔性负荷参与协调控制。

因此，需要提供一种主动配电网多源协调优化控制方法来解决上述问题。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提出了一种主动配电网多源协调优化控制方法及系统。

一种主动配电网多源协调优化控制方法，包括：

在第一时间尺度下对接入整个主动配电网的所有可控分布式电源单元进行全局优化控制；

在第一时间尺度下的全局优化控制的基础上，对各区域内的可控分布式电源单元进行第二时间尺度下的区域自治控制；

所述第一时间尺度的时间长度大于所述第二时间尺度的时间长度。

进一步的，所述第二时间尺度下的区域自治控制包括：

根据所述全局优化控制，得出各区域与网络的功率交换目标值；

根据各区域的交换目标值和实际运行状况，在第二时间尺度下实时协调控制区域内的各个可控分布式电源单元，以修正实际运行工况与理想优化工况的偏差。

进一步的，所述功率交换目标值由下式所示的目标函数F计算得到：

其中，N_t为完整调度周期划分的单位阶段数；N_f为整个配电控制区域的馈线数量；N_i为整个配电控制区域的可控分布式电源单元数量；N_s为整个配电控制区域的储能单元数量；C_i(t)为第i条馈线t时刻的电价成本；P_i(t)为第i条馈线的出口功率值；ΔT为单位阶段的时长；C_j(t)为可控分布式电源j在t时段的激励信号；P_j(t)为可控分布式电源j的功率值；C_c(t)为储能单元在t时段的放/充电成本；C_d(t)t时刻储能单元的放电收益；P_k(t)为储能单元k在t时刻的放/充电功率。

进一步的，所述目标函数F包括约束条件：

1)功率平衡如下式所示：

其中，i为节点；P_Di和Q_Di为节点i上所挂接负荷的三相有功和无功功率；n为网络节点的数目；G_ij为节点i与节点j间的无功功率因数；θ_ij为节点i与节点j间的电压相角向量；B_ij为节点i与节点j间的有功功率因数；N_B为网络的节点集合；

2)可控分布式电源的三相有功P_Gi和无功功率Q_Gi分别如下式所示：

其中，和分别为该节点可控分布式电源与主网联络线上允许交互有功功率的下和上限值；S_Gi为第i个可控分布式电源的容量；和分别为调控中心设定的各相关无功功率交换下和上界；N_D为可控分布式能源的合；N_R为无功源的合；

3)储能单元的能量E_i(t)如下式所示：

其中，和分别为节点i在t时段最小/最大充电状态值；N_s为整个配电控制区域的储能单元数量；

4)第i个储能单元整个调度周期初始时刻的剩余能量E_i(0)如下式所示：

E_i(0)＝E_i(N_t×ΔT),i∈N_S；和

其中，E_i(N_t×ΔT)是第i个储能单元整个调度周期结束时刻的剩余能量；ΔT为单位阶段的时长；

5)分别如下式所示的网络节点电压U_i(t)和电流I_i(t)：

U_min≤U_i(t)≤U_max,i∈N_B

I_i(t)≤I_max,i∈N_B

其中，U_min和U_max分别为电压幅值的最小和最大限值；I_max为电流幅值的最大值。

进一步的，所述实际运行工况与理想优化工况的偏差由如下式所示的方程得到：

k_mΔP_f-ΔP_m＝0

其中，k_m为区域m参与的功率协调系数；

ΔP_f为变电站母线向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值间的偏差；；P_f为变电站母线向馈线注入的实际功率值；ΔP_m为自治区域向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值间的偏差。

进一步的，所述修改实际运行工况与理想优化工况的偏差，包括：

计算馈线控制误差；

通过馈线控制误差确定可控分布式电源和储能单元的控制方程；

通过可控分布式电源和储能单元的控制方程确定可控分布式电源的输出功率的调节量；

根据可控分布式电源的输出功率的调节量修改实际运行工况与理想优化工况的偏差。

进一步的，所述馈线控制误差P_FCE如下式所示：

P_FCE＝P_E.C-P_E.S

其中，P_E.S为P_E最优值或全局优化的计划值；P_E.C为运行中的P_E的实测值；P_E为主动配电网与外电网的交换功率；

所述可控分布式电源、储能单元的控制方程如下所示：

其中，K_i为常数；P_i、ΔP_i分别为主动配电网中第i个自治区域可控分布式电源功率及其变化量；

自治区域i的可控分布式电源功率变化量ΔP_i如下式所示：

其中，C为常数；

所述可控分布式电源的输出功率的调节量如下式所示：

ΔP_i＝α_iΔP,

其中，K_j为常数；α_i为第i个可控分布式电源功率调节分配系数；ΔP为主动配电网总负荷改变量。

进一步的，当主动配电网出现计划外的负荷变化时，所述修正实际运行工况与理想优化工况的偏差，包括：

计算主动配电网出现计划外的负荷变化时的馈线控制误差；

通过馈线控制误差确定可控分布式电源和储能单元的控制方程；

通过可控分布式电源和储能单元的控制方程确定可控分布式电源的输出功率的调节量和外电网的功率的调节量；

根据可控分布式电源的输出功率的调节量和外电网的功率的调节量，修正实际运行工况与理想优化工况的偏差。

进一步的，所述主动配电网出现计划外的负荷变化时的馈线控制误差如下式所示：

其中，K为外电网功率调节分配系数；α_i为第i个分布式电源功率调节分配系数；ΔP_E,Err表示交换功率的实际值与全局优化目标值的偏差；ΔP_i,Err表示自治区域i向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值的偏差；

所述可控分布式电源、储能单元的控制方程如下所示：

其中，ΔP_i为自治区域i的可控分布式电源功率变化量；

主动配电网出现计划外的负荷变化ΔP如下式所示：

其中，ΔP_E为外电网的功率变化量；

所述可控分布式电源的输出功率的调节量和外电网的功率的调节量如下式所示：

一种主动配电网多源协调优化控制系统，所述系统包括：

全局优化控制模块，用于在第一时间尺度下对接入整个主动配电网的所有可控分布式电源单元进行全局优化控制；

区域自治控制模块，用于在第一时间尺度下的全局优化控制的基础上，对各区域内的可控分布式电源单元进行第二时间尺度下的区域自治控制；

所述第一时间的时间长度大于所述第二时间尺度的时间长度。

进一步的，所述区域自治控制模块，包括：

第一计算单元，用于根据所述全局优化控制，得出各区域与网络的功率交换目标值；

第二计算单元，用于计算实际运行工况与理想优化工况的偏差；

协调单元，用于根据各区域的交换目标值和实际运行状况，在第二时间尺度下协调控制各个区域内的可控分布式电源单元，以修正实际运行工况与理想优化工况的偏差。

与最接近的现有技术比，本发明提供的技术方案具有以下有益效果：

本发明提供的以预测的负荷曲线及间歇式功率出力曲线为基础的长时间尺度下基于最优潮流的全局优化控制技术方案，可用于解决全天大幅度长周期的负荷及间歇式能源发电波动的优化协调，是一种经济的理想化的优化策略；而短时间尺度的自治控制则是在全局优化策略的基础上针对小幅度的负荷及间歇式能源功率实时扰动做出的自适应调节，以修正实际负荷以及间歇式能源发电与预测曲线间的偏差，同时由于在自治控制的过程中充分利用了各个自治区域的分布式电源参与协同调节，可以大幅度缓解因负荷以及间歇式能源发电功率波动对于馈线出口功率的影响。

附图说明

图1为多时间尺度下的主动配电网分多源分层协调控制方法原理示意图；

图2为IEEE配网34节点改造模型；

图3为区域1和2自治控制目标变化过程示意图；

图4为区域3和4自治控制目标变化过程示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步详细说明。为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

多时间尺度下全局优化与区域自治相协调的主动配电网多源协调控制方法，包括以下步骤：

步骤1所述设计出一个多时间尺度下的主动配电网多源分层协调控制框架，具体如下：

本发明所考虑的基于多智能体的主动配电网实时优化调度系统如图1所示。由图1可以看出，主动配电网全局能量管理系统通过配电网数据采集与监控系统采集的网络数据以及各分布式电源的状态信息后，在对负荷需求以及间歇式能源发电功率进行预测的基础上，根据最优化算法计算出长时间尺度下的全局优化控制策略，并得出各自治区域与网络的功率交换目标值。各区域根据该目标值和实际运行状况，通过区域自治控制策略实现在长时间尺度优化协调控制的间隔周期内各个分布式电源的实时协调控制，以修正实际运行工况与理想优化工况的偏差。由图1还可以分析得出：主动配电网的各个自治区域可以等效为一个可控的分布式电源，该区域向馈线注入的功率可以看作该等效可控分布式电源的输出功率，主动配电网各个自治区域的自治控制可以认为是该等效分布式电源的输出功率调节。

步骤2所述设计长时间尺度下的全局优化控制策略，步骤如下：

(2.1)目标函数

本发明所提的主动配电网全局优化运行的目标函数以区域经济运行所提的最优目标为基础，扩展如下：

式中：N_t为完整调度周期划分的单位阶段数；ΔT为单位阶段的时长；N_f为整个配电控制区域的馈线数量；P_i(t)为第i条馈线的出口功率值；C_i(t)为第i条馈线t时刻的电价成本；N_i为整个配电控制区域的可控分布式发电单元数量；P_j(t)为第j个分布式发电的功率值；C_j(t)为第j个分布式发电t时段的激励信号；N_s为整个配电控制区域的储能数量；P_k(t)为t时刻第k个储能的放/充电功率，正值表示放电，负值表示充电；C_d(t)为t时刻储能的放电收益，若储能此刻为充电，则其值为0；C_c(t)为t时段储能设备的放/充电成本。

(2.2)约束条件

式中：前2式表示功率平衡的等式约束；第3、4式分别表示可控分布式电源的有功和无功出力约束；第5式表示无功源的无功出力约束；第6式表示储能单元的能量限制约束，为了确保储能的功率输出效率以及寿命，储能单元的能量必须限制在一定范围内，以防止过充过放；第7式中Ei(0)表示第i个储能单元整个调度周期初始时刻的剩余能量，Ei(kT)是第i个储能单元整个调度周期结束时刻的剩余能量；第8式是网络节点电压、电流约束；P_Gi和Q_Gi分别为节点i上所挂接分布式电源的三相有功和无功功率；P_Di和Q_Di为节点i上所挂接负荷的三相有功和无功功率；U_i(t)表示节点i在t时刻的节点电压和电流值；n表示网络节点的数目；G_ij为节点i与节点j之间的无功功率因数；θ_ij为节点i与节点j电压相角向量；B_ij为节点i与节点j之间的有功功率因数；N_B为网络的节点集合；为该节点分布式发电与主网联络线上允许交互有功功率的上下限值；S_Gi是第i个可控分布式电源的容量(如果是基于电力电子技术并网的分布式电源，一般可认为是逆变器的容量)；为调控中心设定的各相关无功功率交换上下界；N_D代表所有可控分布式能源的集合，包括分布式发电、储能以及带储能的光伏发电等；N_R是所有无功源的集合；为节点i在t时段最小/最大充电状态值；N_s为整个配电控制区域的储能数量；E_i(kT)是第i个储能单元整个调度周期结束时刻的剩余能量；ΔT为单位阶段的时长；U_min和U_max分别为电压幅值的最大和最小限值；I_max为电流幅值的最大值。

步骤3所述设计短时间尺度下的区域自治控制策略，具体如下：

假设经主动配电网的全局最优潮流可求得变电站母线向馈线注入的功率目标值(以流入馈线为正方向)，以及第m个自治区域向馈线注入的功率目标值(以流入馈线为正方向)；P_f表示的是变电站母线向馈线注入的实际功率值，P_m代表第m个自治区域向馈线实际注入的功率值。用ΔP_f表示变电站母线向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值的偏差，用ΔP_m表示自治区域向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值的偏差，分别用式(3)和式(4)来表示。

短时间尺度下的区域自治控制策略可以表示为

k_mΔP_f-ΔP_m＝0 (4)

式中：k_m是区域m参与的功率协调系数。

对于主动配电网，外电网可近似为无穷大电源，维持主动配电网功率平衡。在这种控制模式下，当馈线发生功率扰动时，扰动量将由各个自治区域与变电站母线协同分担，而且这种协同分担模式对于自治区域内部和非自治区域的功率扰动表现出来的特性也截然不同。若并网分布式电源输出功率及负荷确定，根据潮流计算可唯一的确定主动配电网与外电网的交换功率P_E。定交换功率控制模式是以交换功率P_E实际值与全局优化的计划值相同为控制目标的控制模式，各分布式电源、储能系统根据预定的功率调节分配系数调节输出功率。

定义馈线控制误差为P_FCE实际值与最优值或全局优化的计划值之差，即

P_FCE＝P_E.C-P_E.S (5)

式中：P_E.S为P_E最优值或全局优化的计划值，根据全局优化计算得到；P_E.C为运行中P_E的实测值。

分布式电源、储能系统控制方程如下式所示：

式中：K_i为常数；P_i、ΔP_i为主动配电网中第i个自治区域分布式电源功率及其调节量，以流出馈线为正方向。可控负荷或等效为单个节点的微网等功率可调的设备或等效节点，也可采用馈线控制误差积分控制。区域内部功率协调是协调区域内各分布式电源输出功率的控制调节策略，其输出ΔP_m1，ΔP_m2，…，ΔP_mn是隶属于自治区域i的每个可控分布式电源相对于全局优化目标值的功率调节量。当主动配电网中接入n个分布式电源时，自治区域i的分布式电源功率变化量为

式中其值对不同的分布式电源均相同。因此可知对于任意的分布式电源i、j，其功率调节量的比值为：ΔP_i/ΔP_j＝(1/K_i)/(1/K_j)。令为所有分布式电源、储能功率调节量之和，则有

ΔP_i＝α_iΔP,

式中：K_j为常数；α_i为第i个分布式电源功率调节分配系数；ΔP为主动配电网总负荷改变量。

主动配电网优化与控制不仅需要关注交换功率P_E，还需要使各分布式电源实际输出功率与其最优值相近。综合考虑P_E及分布式电源输出功率最优值的控制模式称为追踪目标控制模式。在该控制模式下，主动配电网出现计划外的负荷变化时，馈线控制误差指标综合描述主动配电网整体运行状态与分布式电源状态，使分布式电源、储能在各自全局最优输出功率基础上，根据馈线控制误差指标中预定的系数调节输出功率，共同平衡计划外的负荷变化。为便于讨论分析，引用为式(9)：

式中：K为外电网功率调节分配系数；α_i为第i个分布式电源功率调节分配系数，定义与式(6)、(7)相同；ΔP_E,Err表示交换功率的实际值与全局优化目标值的偏差；ΔP_i,Err表示自治区域i向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值的偏差；P_FCEi为馈线控制误差值。

追踪目标控制模式控制方程为

若某一时刻主动配电网中出现计划外负荷变化ΔP，那么，考虑到P_E.Err、P_i.Err的正方向并忽略损耗，根据功率平衡可知：

主动配电网功率调节过程结束时，P_FCEi＝0，且有ΔP_E＝ΔP_E.Err，ΔP_i＝ΔP_i.Err，结合式(9)可知：

通过式(11)、(12)可知

式(13)中α_i为第i个分布式电源功率调节分配系数，且定义K为外电网功率调节分配系数，由式(11)、(13)可知功率调节结束后有：

式(14)即为基于主动配电网的追踪目标控制模式下，各分布式电源及外电网的功率调节分配方程。当主动配电网出现计划外负荷P时，由外电网与分布式电源共同调整功率平衡，其比例为K/(1+K)与α_i/(1+K)。功率调节过程中，若部分分布式电源功率已调节至其限定值，那么其余分布式电源及交换功率P_E仍按照功率调节分配系数的比例进行调节。若F为功率达到上限的分布式电源集合，那么未达到上限的分布式电源的功率调节量如式(14)所示，其中ΔP为主动配电网总负荷改变量。

算例基于标准IEEE33节点，对其中4个负荷较大的节点(20、22、28、30)添加了分布式电源和储能，具体算例参数如附图2和附表1所示。附图2中，DES表示储能，L表示负荷，WT表示风电，PV表示光伏，附表1制定14:00时变电站母线及各自治区域注入馈线的功率目标值及其协调系数。

表1 14:00时变电站母线及各自治区域注入馈线的功率目标值及其协调系数

2)仿真结果及说明

为了证明主动配电网区域自治控制策略的有效性，对馈线上的功率连续扰动进行了模拟仿真。算例中的馈线可以划分为4个自治区域(如图2所示)，仿真以14:00作为初始时刻，3s时，17点负荷增大约50％，从0.066MW增大到0.098MW；5s时，17点负荷减小35％，从0.098MW减小到原来的初始状态0.066MW。3s时当17节点负荷增大，则会引起变电站母线馈线功率增大，使得各个自治区域的区域控制目标大于0，因此各自治区域根据自治控制策略，增大注入馈线的功率值，使控制目标值重新为0；同理，5s时负荷减小，则会引起变电站母线馈线功率减小，使得各个自治区域的区域控制目标小于0，因此各自治区域自适应减小注入馈线的功率值，使控制目标值重新为0。整个控制目标的详细变化过程如图3、4所示。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (11)

1.一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，包括：

在第一时间尺度下对接入整个主动配电网的所有可控分布式电源单元进行全局优化控制；

在第一时间尺度下的全局优化控制的基础上，对各区域内的可控分布式电源单元进行第二时间尺度下的区域自治控制；

所述第一时间尺度的时间长度大于所述第二时间尺度的时间长度。

2.如权利要求1所述的一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，所述第二时间尺度下的区域自治控制包括：

根据所述全局优化控制，得出各区域与网络的功率交换目标值；

根据各区域的交换目标值和实际运行状况，在第二时间尺度下实时协调控制区域内的各个可控分布式电源单元，以修正实际运行工况与理想优化工况的偏差。

3.如权利要求2所述的一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，所述功率交换目标值由下式所示的目标函数F计算得到：

其中，N_t为完整调度周期划分的单位阶段数；N_f为整个配电控制区域的馈线数量；N_i为整个配电控制区域的可控分布式电源单元数量；N_s为整个配电控制区域的储能单元数量；C_i(t)为第i条馈线t时刻的电价成本；P_i(t)为第i条馈线的出口功率值；ΔT为单位阶段的时长；C_j(t)为可控分布式电源j在t时段的激励信号；P_j(t)为可控分布式电源j的功率值；C_c(t)为储能单元在t时段的放/充电成本；C_d(t)t时刻储能单元的放电收益；P_k(t)为储能单元k在t时刻的放/充电功率。

4.如权利要求3所述的一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，所述目标函数F包括约束条件：

1)功率平衡如下式所示：

其中，i为节点；P_Di和Q_Di为节点i上所挂接负荷的三相有功和无功功率；n为网络节点的数目；G_ij为节点i与节点j间的无功功率因数；θ_ij为节点i与节点j间的电压相角向量；B_ij为节点i与节点j间的有功功率因数；N_B为网络的节点集合；

2)可控分布式电源的三相有功P_Gi和无功功率Q_Gi分别如下式所示：

其中，和分别为该节点可控分布式电源与主网联络线上允许交互有功功率的下和上限值；S_Gi为第i个可控分布式电源的容量；和分别为调控中心设定的各相关无功功率交换下和上界；N_D为可控分布式能源的合；N_R为无功源的合；

3)储能单元的能量E_i(t)如下式所示：

其中，和分别为节点i在t时段最小/最大充电状态值；N_s为整个配电控制区域的储能单元数量；

4)第i个储能单元整个调度周期初始时刻的剩余能量E_i(0)如下式所示：

E_i(0)＝E_i(N_t×ΔT),i∈N_S；和

其中，E_i(N_t×ΔT)是第i个储能单元整个调度周期结束时刻的剩余能量；ΔT为单位阶段的时长；

5)分别如下式所示的网络节点电压U_i(t)和电流I_i(t)：

U_min≤U_i(t)≤U_max,i∈N_B

I_i(t)≤I_max,i∈N_B

其中，U_min和U_max分别为电压幅值的最小和最大限值；I_max为电流幅值的最大值。

5.如权利要求2所述的一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，所述实际运行工况与理想优化工况的偏差由如下式所示的方程得到：

k_mΔP_f-ΔP_m＝0

其中，k_m为区域m参与的功率协调系数；

ΔP_f为变电站母线向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值间的偏差；；P_f为变电站母线向馈线注入的实际功率值；ΔP_m为自治区域向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值间的偏差。

6.如权利要求2所述的一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，所述修改实际运行工况与理想优化工况的偏差，包括：

计算馈线控制误差；

通过馈线控制误差确定可控分布式电源和储能单元的控制方程；

通过可控分布式电源和储能单元的控制方程确定可控分布式电源的输出功率的调节量；

根据可控分布式电源的输出功率的调节量修改实际运行工况与理想优化工况的偏差。

7.如权利要求6所述的一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，所述馈线控制误差P_FCE如下式所示：

P_FCE＝P_E.C-P_E.S

其中，P_E.S为P_E最优值或全局优化的计划值；P_E.C为运行中的P_E的实测值；P_E为主动配电网与外电网的交换功率；

所述可控分布式电源、储能单元的控制方程如下所示：

其中，K_i为常数；P_i、ΔP_i分别为主动配电网中第i个自治区域可控分布式电源功率及其变化量；

自治区域i的可控分布式电源功率变化量ΔP_i如下式所示：

其中，C为常数；

所述可控分布式电源的输出功率的调节量如下式所示：

ΔP_i＝α_iΔP,

其中，K_j为常数；α_i为第i个可控分布式电源功率调节分配系数；ΔP为主动配电网总负荷改变量。

8.如权利要求2所述的一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，当主动配电网出现计划外的负荷变化时，所述修正实际运行工况与理想优化工况的偏差，包括：

计算主动配电网出现计划外的负荷变化时的馈线控制误差；

通过馈线控制误差确定可控分布式电源和储能单元的控制方程；

通过可控分布式电源和储能单元的控制方程确定可控分布式电源的输出功率的调节量和外电网的功率的调节量；

根据可控分布式电源的输出功率的调节量和外电网的功率的调节量，修正实际运行工况与理想优化工况的偏差。

9.如权利要求8所述的一种主动配电网多源协调优化控制方法，其特征在于，所述主动配电网出现计划外的负荷变化时的馈线控制误差如下式所示：

其中，K为外电网功率调节分配系数；α_i为第i个分布式电源功率调节分配系数；ΔP_E,Err表示交换功率的实际值与全局优化目标值的偏差；ΔP_i,Err表示自治区域i向馈线注入功率的实际值与全局优化目标值的偏差；

所述可控分布式电源、储能单元的控制方程如下所示：

其中，ΔP_i为自治区域i的可控分布式电源功率变化量；

主动配电网出现计划外的负荷变化ΔP如下式所示：

其中，ΔP_E为外电网的功率变化量；

所述可控分布式电源的输出功率的调节量和外电网的功率的调节量如下式所示：

10.一种主动配电网多源协调优化控制系统，其特征在于，所述系统包括：

全局优化控制模块，用于在第一时间尺度下对接入整个主动配电网的所有可控分布式电源单元进行全局优化控制；

区域自治控制模块，用于在第一时间尺度下的全局优化控制的基础上，对各区域内的可控分布式电源单元进行第二时间尺度下的区域自治控制；

所述第一时间的时间长度大于所述第二时间尺度的时间长度。

11.如权利要求10所述的一种主动配电网多源协调优化控制系统，其特征在于，所述区域自治控制模块，包括：

第一计算单元，用于根据所述全局优化控制，得出各区域与网络的功率交换目标值；

第二计算单元，用于计算实际运行工况与理想优化工况的偏差；

协调单元，用于根据各区域的交换目标值和实际运行状况，在第二时间尺度下协调控制各个区域内的可控分布式电源单元，以修正实际运行工况与理想优化工况的偏差。